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Plan de Abastecimiento de Gas Natural

2013-2022

Ángela Cadena

Beatriz Herrera, Guillermo González, Sandra Leyva

XVI CONGRESO NATURGAS 2013 Cartagena, marzo 21 de 2013

Generalidades

Plan de abastecimiento de Gas Natural

Contexto Internacional

Oferta

Demanda

Balance

Precios

Infraestructura

Contexto internacional

• Mayores reservas de gas natural en USA por la explotación de “Shale

Gas”.

• Precio Henry Hub a la baja desde el año 2008 ocasionado por

mayores inventarios de gas.

• Incertidumbre en precios - Henry Hub con niveles bajos de precios y

ligera tendencia al alza - NBP y LNG Japón con tendencia al alza.

• Mayores consumos en USA asociados a sectores de generación de

electricidad y petroquímico.

• Mercado de GNL más líquido, con características regionales y alta

influencia de los costos de transporte.

• Tiempos de construcción de las plantas de GNL superiores a lo

esperado.

Escenarios de oferta de gas natural

0

200

400

600

800

1,000

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2,400

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

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2035

Mil

lon

es

Pie

s C

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ico

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ía (

MP

CD

)

Existentes Nuevos Desarrollos YTF No Convencionales

5.5 5.5 5.5

0.9 1.2 1.21.0

3.05.0

2.0

10.0

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5

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15

20

25

Escasez Base Abundancia

Tera

Pie

s C

úb

ico

s

No Convencionales

YTF Convencionales

Nuevos Desarrollos

R. Probadas

Escenarios incorporación de reservas de

gas natural

Perfil producción de gas natural

escenario base

Fuente: Estudio ADL


Fuente: Estudio ADL

Hallazgos

Hidrocarburos

Convencionale

s

Potencial

No

Covenciona

l

Potencial

Crudos

Pesados

Factor de

Recobro

Precio

Internaciona

l

Energéticos

Política

Estatal

Petrolera

Factores

Ambientales

Factores

Socioculturale

s

Marginal 2.5

TCF 2,900 MMB

5%

Nulo 0 TCF

0 MMB

30%

Marginal

500 MMB

15%

Status Quo

< 26%

30%

< 50 US$/

Barril

10%

Favorable

Inversión

(Status Quo )

35%

< Requisitos vs.

Otros psíses

20%

Desarrollo en

equilibrio con

comunidad

30%

Modesto 3 TCF

3,600 MMB

50%

Shale/CBM

2 TCF

1,000 MMB

40%

Bajo

800 MMB

30%

Medio

26% -

29%

40%

50 - 75

US$/ Barril

30%

> Goberment

Take

35%

Equilibrio

legislación y

desarrollo sustent.

50%

Oposición

aislada de

proyectos

40%

Alto 5 TCF

11,000 MMB

40%

Shale/CBM/T

G

10 TCF

10,000 MMB

20%

Medio

1,200 MMB

40%

Alto

29% -

35%

20%

75 - 125

US$/ Barril

50%

Intervención

leve

20%

Restricción

(prioridad

ambiental)

30%

Limitada

concertación

30%

Extraordinario

10 TCF

> 15,000 MMB

5%

Todos

> 20 TCF

20,000 MMB

10%

Alto

> 13,000 MMB

15%

Máximo

> 35%

10%

> 125 US$/

Barril

10%

Intervención

severa

10%

ESCENARIO BASE

Hidrocarburos técnicamente

recuperables


Fuente: Estudio ADL

SUPUESTOS

ESCENARIOS

Escasez

Base

Abundancia

1. Reservas probadas en producción

Perfiles de producción según empresas operadores (reservas probadas a 31 de diciembre

de 2011), Petróleo 2,259 MBls y Gas 5.46 TPC. Igual para todos los escenarios.

2. Reservas a adicionar por recuperación mejorada (EOR)

31 campos con proyectos específicos de recuperación mejorada con distinto grado de cumplimiento en el aumento de la recuperación mejorada , objetivo según los escenarios

Oíl: 314 MBls, (considerando 30% de ejecución)



3. Descubrimientos no Desarrollados

Reservas y perfiles de producción en campos con reservas no desarrolladas e IHS

(reservas probables según escenario)

Oíl: 1,390 MBls Gas: 0.9 TPC



4. Recursos por descubrir (Yet to Find)

Perfiles de producción para los descubrimientos, definidos según escenario

Crudo Convencional: 2,869 MBls Crudo Pesado: 804 Bls

Gas: 1 TPC

Crudo Convencional: 3,551 MBls Crudo Pesado: 1,205 MBls

Gas: 3 TPC

Crudo Convencional:

10,991 MBls Crudo Pesado: 13,026 MBls Gas: 5 TPC

5.No Convencionales

Producción proporcional a los descubrimientos definidos para cada uno de los tipos de

recursos no convencionales en cada escenario

Oil: 0 MBls Gas: 0 TPC

Oil: 1,000 MBls Gas: 2 TPC

Oil:10,000 MBls Gas: 10 TPC

Shale Oil -

Tar Sands – Shale Gas - Coal Bed Methane -

Shale Oil: 1,000 MBls

Tar Sands - Shale Gas: 1 TPC CBM: 1 TPC

Shale Oil: 4,000 MBls

Tar Sands: 6,000 MBls Shale Gas: 6 TPC CBM: 4 TPC


• Escenario bajo - declaración de producción (reservas

probadas).

• Escenario medio – declaración de producción incluyendo 90%

de reservas probables y posibles.

• Escenario alto - escenario medio mas YTF y no

convencionales.

• En cada escenario se revisa la posibilidad de regasificación y

de importaciones de Venezuela.

Probabilidad de

ocurrencia

90%

70%

< 48%


700

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En

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En

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1

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1

Se

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1

MP

CD

OFERTA NAL. ESC. ALTO. P-48% OFERTA NAL. ESC. MEDIO. P-70%OFERTA NAL. ESC. BAJO. P-90%

P-70%

P<48%

P-90%

1

2

3 1. Aumento producción

Cupiagua de 70

MPCD - 2014.

2. Entrada de reservas

probables y posibles

Guajira – Cusiana –

VMM.

3. Producción gas no

convencional -

CBM.

4. Desarrollo temprano

gas no convencional

(shale gas) - VMM

4

Tres escenarios de demanda para sectores de consumo

Supuestos:

Escenarios de demanda de gas natural

• Sectores residencial y comercial: driver el crecimiento esperado de la economía

del país.

• Sector petroquímico: tasas del PIB histórico para 2008 y 2009.

• Sector de refinería: según información de Ecopetrol.

• Sector eléctrico: MPODE, precios según fuente energética.

• Sector de GNV: escenarios de participación en la matriz de transporte.

• Sector industrial: estimación basada en la proyección del PIB - MHCP.

Escenarios de demanda de gas natural

Tasas de crecimiento:

E. bajo 2.15%

E. medio 2.56%.

E. alto 3.88%

Hitos demanda:

1. Consumos Ecopetrol

Llanos.

2. Consumos Niño

simulados y entrada

REFICAR.

3. Consumos Refinería

Barrancabermeja.

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4

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1

MP

CD

RESIDENCIAL COMERCIAL PETROQUIMICO

GNV INDUSTRIAL ECP

REFINERIA ELÉCTRICO EXPORTACIONES

TOTAL NACIONAL ESC. BAJO TOTAL NACIONAL ESC. ALTO

1

2

3

Balance Oferta - Demanda

1. En escenario medio y

bajo equilibrio de

oferta y demanda en

2018.

2. En el escenario alto y

medio equilibrio de

oferta y demanda en

2015. La ocurrencia

del niño que obliga

generaciones térmica

a gas natural define

la fecha.

3. Oferta de no

convencionales

desde 2015. Aumento

de oferta importante

en 2016

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1

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Se

p-2

1

MP

CD

Esc. Alto Demanda Oferta Nal. Esc. Medio. P-70%Esc. Medio Demanda Oferta Nal. Esc. Alto. P-48%Oferta Nal. Esa. Bajo. P-90% Esc. Bajo Demanda

1

3

2

Balance Costa

• La declaración de

producción tiene una

probabilidad de

ocurrencia de 90%.

• El escenario de oferta

medio tiene un

probabilidad de

ocurrencia del 70%.

Incluye el traslado de

excedentes de un

periodo a otro en campos

libres.

• Se presenta un faltante

respecto a la demanda

media en septiembre de

2018. La ocurrencia de

un Nino determina

faltantes con

anterioridad.

• Posibilidad de

exportaciones. Contratos

con probabilidad de ser

interrumpidos.

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MP

CD

EXCEDENTES

DEMANDA COSTA BAJO DEMANDA COSTA MEDIO

DEMANDA COSTA ALTO DECLARACION PRODUCCION COSTA

Balance Interior

• Excedentes en

escenarios bajo y

medio de oferta.

• Incremento de

producción de GLP en

el Interior

• Se presenta un

faltante respecto a la

demanda media en

septiembre de 2017,

por ampliación de

refinería de

Barrancabermeja.

400

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-21

MP

CD

DEMANDA INTERIOR BAJO OFERTA INTERIOR BAJO

DEMANDA INTERIOR MEDIO DEMANDA INTERIOR ALTO

Escenarios de precios de gas natural

Supuestos:

• Liberalización de precios de entrada al sistema de transporte enero de 2014.

• Asignación de gas basado en esquemas de subastas y contratos bilaterales para

los diferentes usuarios.

• Precio de paridad de importación (señal para cubrir la demanda en caso de existir

faltantes). Drivers usados Henry Hub, National Balancing Point (NBP) y Fuel Oíl

No. 6

• Análisis netback que permite simular la competencia gas – gas de las fuentes del

país.

• Señal de precios que incentive la incorporación de reservas en el país.

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US

$/M

BT

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011

Precio Gas Natural - Guajira

Esc. Referencia Esc. Bajo Esc. Alto


1

2

Hitos Precio de

Guajira:

1. Precio metodología

regulada (corto

plazo).

2. Precio con

tendencia del

referente actual

hasta el 2018. En

adelante precio de

paridad de

importación con

tendencia NBP.

3. Precio de paridad

de importación con

tendencia NBP.

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011

Precio Gas Natural - Cusiana

Esc. Alto Esc. Referencia Esc. Bajo


1

2

4

3

Metodología de Cálculo NETBACK

PCusiana=PGuajira+CTBallena-CTCusiana

Punto de referencia

Vasconia

Hitos Precio de

Cusiana:

1.Resultados proceso de

comercialización de corto

plazo.

2.Precio de Cusiana indexado

con Henry Hub.

3.Netback escenario bajo y

precio de paridad

importación Costa Atlántica.

4.Precio de paridad de

importación con tendencia

NBP.

Estimación precios de largo plazo - escenario medio

1.Escenario real hasta

diciembre de 2012

2.Los precios de JET

Fuel, ACPM, gasolina

son 2.7 veces el de

gas natural

3.El precio de Fuel Oil es

1.5 veces el precio del

gas.

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US

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011

Jet Fuel GMC ACPM Fuel Oil Gas Natural Guajira Carbón FOB

Estimación precios de largo plazo - escenario medio

1.Diferencia relativas se

mantienen

2.La diferencia con

carbón aumenta hasta

alcanzar los

US 5 /Mbtu.

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ic 2

011

Jet Fuel GMC ACPM Fuel Oil Gas Natural Guajira Carbón FOB

Histórico Proyección

Infraestructura

Existencia de cuellos de botella y requerimientos de transporte

Ampliaciones de capacidad y necesidades de contraflujo en

algunos tramos.

Opciones de importación - Planta de regasificación

Opciones de exportación - Ampliaciones en facilidades de

producción

Los análisis de oferta y demanda permiten identificar las siguientes necesidades de

infraestructura:

Reflexiones y recomendaciones

• A nivel nacional, en condiciones normales, no se ven problemas de

desabastecimiento. Por el contrario se ven opciones de exportaciones (con contratos

con probabilidad de interrupción)

− En la Costa Atlántica, excedentes en el periodo 2013-2017, siempre y cuando no se presente

Fenómeno del Niño.

− En el Interior, excedentes 2014 - 2017 con oferta media y alta.

• Importante continuar con la estrategia de incorporación de reservas (exploración,

reglamentación “shale gas” y CBM).

• En un escenario medio de oferta y demanda, se espera la entrada de planta de

regasificación a partir de agosto de 2019.

− Finales de 2013 – inicio de 2014, periodo máximo para la toma de decisiones en cuanto a la

construcción de esta planta de regasificación.

− Capacidad recomendada planta de regasificación 300 MPCD.

• Impulsar la demanda de gas natural para la optimización de la canasta energética

del sector transporte, mejorar la competitividad del sector industrial y como materia

prima de la industria petroquímica.

Tareas en desarrollo

• Análisis de infraestructura.

• Determinación de impactos planta de regasificación

• Refinar las demandas.

• Seguimiento a precios.

• Evaluación de competitividad por sustitutos.

• Boletines periódicos.

S/E LA LOMA 500 kV

COSTO: Millones USD$ 35

BENEFICIO: Millones USD $ 305

Relación B/C: 8.66

Fecha Entrada: 30/Nov/2015

S/E TULUNI 230 kV - AMBEIMA


BENEFICIO: Millones USD$ 65

Relación B/C: 1.05

Fecha Entrada: 30/Sept/2015

PROYECTO ITUANGO


BENEFI: Millones USD$ 1.507

Relación B/C: 1.68

Fecha Entrada: 30/Jun/2018

REFUERZO COSTA CARIBE


BENEFI: Millones USD$ 1.045

Relación B/C: 8.76

Fecha Entrada: 30/Sep/2018

REFUERZO SUROCCIDENTAL


BENEFICIO: Millones USD$ 243

Relación B/C: 1.58


REFUERZO PORCE III 500 kV

COSTO: Millones USD$ 8.2

BENEFICIO: Millones USD$ 8.3

Relación B/C: 1.003

Fecha Entrada: 30/Jun/2018

COMP. DINAMICA ORIENTAL


BENEFIC: Millones USD$ 3.822

Relación B/C: 5.03


1° REFUERZO ORIENTAL



Relación B/C : 5.03


2° REFUERZO ORIENTAL



Relación B/C: 5.03


Estas obras deberán

estar en servicio en

el período

comprendido entre

2015 y 2020

Plan de Expansión de Transmisión 2013-2026

Gracias!

[email protected]

[email protected]

[email protected]

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